99135

Расчет процесса газификации

Курсовая

Химия и фармакология

Ельцина Химико-технологический институт Кафедра химической технологии топлива и промышленной экологии Курсовая работа Расчет процесса газификации. Одним из таких технологических решений является газификация твердого топлива. Вот почему задачи роста добычи и переработки твёрдого топлива приобретают исключительное народнохозяйственное значение...

Русский

2016-08-01

439.86 KB

7 чел.

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГАОУ ВПО «УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина»

Химико-технологический институт

Кафедра химической технологии топлива и промышленной экологии

Курсовая работа

Расчет процесса газификации

Содержание

Введение ……………………………………………………………………………3

1. техника и технология газификации твердых топлив ……………………….4

1.1 Общие сведения ………………………………………………………………4

1.2 История развития

1.3 Классификация газогенераторов

1.4 Современное состояние процесса газификации

2. Расчет процесса газификации, теплового и материального балансов    

процесса

3. Расчет основных параметров газогенератора

4. Расчет теплового и материального баланса установки

5. Выводы


Введение

Уголь - один из базовых элементов современного мирового топливно-энергетического баланса. Данное полезное ископаемое является уникальным материалом, на основе которого может быть получен широкий спектр различных продуктов.

Актуальность развития процессов глубокой переработки угля усилилась в связи с ресурсной ситуацией по всем видам органических энергоносителей и ценовым баллом нефти. Современная технология ищет новых решений химических, энергетических проблем, проблем добычи природных ископаемых. С целью снижения зависимости от импорта нефти и природного газа при производстве химической продукции многие страны сейчас стремятся активно развивать угольную химию.

Одним из таких технологических решений является газификация твердого топлива. Научные прогнозы показывают, что мировая добыча нефти и природного газа достигнет своего максимума через 20 - 30 лет, а затем начнется неизбежное, в глобальном масштабе, снижение их добычи.

Сегодня практически во всех крупных угледобывающих странах мира резко возрос интерес к подземной газификации угля. Интенсивные работы исследовательского и практического характера проводятся в Китае, где в последние годы построено 8 промышленных станций подземной газификации угля, в Австралии, где в 2003 г. построено крупное предприятие данного профиля -- с использованием в этих странах применявшейся ранее в бывшем СССР технологической схемы газификации угольных пластов. Проявляется активный интерес к этой технологии в таких странах, как Индия, Казахстан, Украина, США, Вьетнам, ЮАР, КНДР, Южная Корея и многих других. Вот почему задачи роста добычи и переработки твёрдого топлива приобретают исключительное народнохозяйственное значение.

1. Техника и технологии газификации твердых топлив

1.1 Общие сведения

Газификация твердого топлива является универсальным методом его переработки. Универсальность методов газификации твердого топлива может рассматриваться в трех направлениях .

Во-первых, методам газификации подвластны любые твердые топлива, начиная от торфа самых молодых бурых углей и кончая каменными углями и антрацитом, независимо от их химического состава, состава зольной части, примесей серы, крупности, влажности и других свойств. Во-вторых, методами газификации твердого топлива можно получать горючие газы любого состава, начиная от чистых водорода (Н), оксида углерода (СО), метана (СН4) , их смесей в различных пропорциях пригодных для синтеза аммиака, метанола, оксосинтеза, и кончая генераторным газом, который можно использовать для энергетических установок любых типов и любого назначения. Наконец, в-третьих, немаловажной особенностью методов газификации твердого топлива являются их масштабные изменения. Газогенераторные установки могут обслуживать крупнейшие химические комбинаты , выпускающие миллионы тонн аммиака или метанола в год , снабжать горючим газом крупнейшие ТЭЦ и в то же время могут обеспечивать газом небольшие автономные энергетические и химические установки (например газогенераторные установки для автомобилей) , поселки и деревни , небольшие химические , машиностроительные или другие заводы [1].

Когда в промышленных печах или в топках тепловых электростанций сжигают нефть, природный газ или твёрдое топливо, получают горячий дымовой газ. Высокий тепловой потенциал этого газа необходимо использовать сразу, например, для нагрева воды с целью получения пара, для других тепловых процессов. Полученный горячий газ невозможно хранить или передавать на большие расстояния - он остынет. Этот газ, после использования его теплового потенциала, выбрасывают через дымовые трубы в окружающую среду.

Когда газифицируют уголь, получают горючий газ, который можно хранить, транспортировать на большие расстояния. Этот газ легко очистить от таких вредных примесей, как соединения серы, он может быть использован не только как горючее, но и как химическое сырьё для разнообразных синтезов. Чем же отличаются эти два метода переработки твердого топлива - сжигание и газификация, дающие столь разные конечные продукты? В основном только одним: процесс сжигания топлива проводится с избытком кислорода, а процесс газификации проводится с недостатком кислорода и, следовательно, с избытком углерода.

В первом случае получается дымовой газ, в котором весь углерод топлива переходит в диоксид углерода. Он содержит также диоксид серы, избыточный кислород и много азота из воздушного дутья. Во втором случае состав газа, получаемого при газификации углей, чрезвычайно разнообразен и зависит от условий проведения процесса газификации (давления, температуры, концентрации в используемом дутье кислорода). В случае газификации твердого топлива при недостатке кислорода сера топлива переходит в сероводород. Если состав дымового газа довольно постоянен, то составом газов газификации твердого топлива можно резко варьировать.

Дымовой газ трудно очистить от содержащихся в нем оксидов азота и серы, так как это связано с большими расходами вещества и энергии. Процессы очистки генераторных газов от сероводорода, пылевидного уноса хорошо освоены и проводятся с большой полнотой и относительно экономичны, а оксиды азота в них практически отсутствуют. Из-за дымовых выбросов появляются разрушительные кислотные дожди, а в результате очистки генераторных газов от сероводорода появляется нужная народному хозяйству сера. Так различная технология переработки угля приводит в одном случае к экологически неприемлемым конечным результатам, в другом - к экологически чистым.

Газификацией называют высокотемпературные процессы взаимодействия органической массы твердых или жидких горючих ископаемых, а также продуктов их термической переработки с окислителями (воздухом, кислородом, водяным паром, диоксидом углерода или их смесями), в результате которых органическая часть топлива обращается в горючие газы.

Единственным твердым остатком при газификации должна явиться негорючая часть угля - зола. В действительности не удается полностью перевести органическую массу угля в газ, и в шлаке остается часть горючей массы топлива. Впервые промышленная реализация газификации твердых топлив была осуществлена в 1835 г в Великобритании. К середине XX в. этот процесс получил широкое развитие в большинстве промышленных стран мира [2].

В настоящее время выявились следующие наиболее экономически эффективные области применения рассматриваемого метода:

-газификация сернистых и многозольных топлив с последующим сжиганием полученных газов на мощных тепловых электростанциях. В сернистых углях содержится много серы. При газификации сернистых углей образуется сероводород, который извлекают и затем перерабатывают в товарную серу;

-газификация твердых топлив для крупномасштабного производства заменителей природного газа. Это направление имеет наибольшее значение для местного газоснабжения районов, удаленных от месторождений природного газа и нефти или от магистральных трубопроводов;

-газификация твердых топлив с целью получения синтез-газа, газов-восстановителей и водорода для нужд химической, нефтехимической и металлургической промышленности.

Процесс газификации зависит от многих факторов, влияющих на состав получаемого газа и его теплоту сгорания. В связи с этим до сих пор отсутствует единая общепринятая классификация методов осуществления рассматриваемого  процесса. Ниже приведен один из возможных вариантов классификации:

-по виду дутья (газифицирующего агента): воздушное, воздушно-кислородное, паровоздушное, парокислородное;

-по давлению: при атмосферном давлении, при повышенном давлении;

-по размеру частиц топлива: газификация крупнозернистого (кускового), мелкозернистого и пылевидного топлива;

-по конструктивным особенностям реакционной зоны: в неподвижном плотном слое топлива, в псевдоожиженном слое топлива, в пылеугольном факеле;

-по способу выведения золы: в твердом виде, в виде жидкого шлака;

-по способу подвода тепла: при частичном сжигании топлива в газогенераторе, при смешении топлива с предварительно нагретым твердым, жидким или газообразным теплоносителем (регенеративный нагрев), при подводе тепла через стенку аппарата (рекуперативный нагрев);

-по назначению получаемого газа: получение газов с заданной теплотой сгорания (низкой — до 6700 кДж/м3, средней — от 12000 до 18000 кДж/м3 и высокой — от 30000 до 35000 кДж/м3); получение газов заданного состава.

Получение газа заданного состава или заданной теплоты сгорания в значительной степени определяется температурой, давлением и составом применяемого дутья.

Газ с низкой теплотой сгорания образуется при использовании воздушного или паровоздушного дутья. В соответствии с этим его называют воздушным или паровоздушным. Воздушный газ может быть получен при взаимодействии углерода с кислородом воздуха по реакции:

2С+ О2+3,76N2 →2CO +3,76 N2

Водяной газ — продукт взаимодействия углерода с водяным паром по реакции:

С+ Н2О →CO + Н2

Полуводяной газ получают на паровоздушном дутье. Уравнение процесса в этом случае имеет вид:

3,65С+ О2 +3,76N2 +1,65 Н2О →3,65CO +1,65 Н2 + 3,76 N2

Такой газ характеризуется высоким содержанием балласта — азота [до 40—50% (об.)], что обусловливает низкую его теплоту сгорания. Основная область применения таких газов — сжигание в топках промышленных печей. Кроме того, после конверсии содержащегося в них оксида углерода и очистки от СО2 получают азотоводородную смесь — исходное сырье для синтеза аммиака.

Газы со средней теплотой сгорания получают в процессах паровой или парокислородной газификации твердых топлив под давлением до 2—2,5 мПа.

По составу они представляют собой смеси оксидов углерода и водорода с  небольшими количествами метана и других углеводородов: 30—35% (об.) СО2, 10—13% (об.) СО, 38—40% (об.) Н2, 10—12% (об.) СН4, 0,5— 1,5% (об.) СnН2n. По экономическим соображениям такие газы применяют в ограниченных масштабах. Их используют главным образом как химическое сырье, а также начинают применять в металлургии в качестве газов-восстановителей.

Газы с высокой теплотой сгорания, приближающиеся по этому показателю к природному газу, в настоящее время в промышленных масштабах пока не производят. Однако технология их получения в ряде случаев отработана на достаточно крупных опытно-промышленных установках. Путь повышения теплоты сгорания газа — обогащение его метаном за счет проведения газификации при повышенном давлении, благодаря чему интенсифицируется взаимодействие углерода и его оксидов с водородом, образующимся в слое топлива. Продуктом этих реакций является метан.  Таким образом, основные направления газификации угля и состав продуктов можно представить следующим образом:

В настоящее время существует более 70 типов газогенераторных процессов, часть которых используется в промышленных масштабах. Многообразие разрабатываемых и действующих процессов находит свое объяснение. Первое заключается в исключительном различии физических и химических свойств твердых топлив разных месторождений: по элементарному составу, происхождению, содержанию летучих веществ, содержанию и составу золы, влажности, соотношению в угольной массе Н/С, спекаемости углей, их термической стойкости. Второе - в различии во фракционном составе добываемых углей: крупнокусковой уголь, угольная мелочь, топливная пыль. Третья причина - различные состав и требование к получаемому конечному продукту. Не последнюю роль здесь играют и постоянные поиски новых технических решений для снижения энергоматериальных затрат на процесс, затрат на обслуживание, капитальных вложений, повышение надежности процесса.

При всем своем многообразии эти процессы делятся на два основных класса. Автотермические процессы газификации, при которых тепло, необходимое для проведения эндотермических процессов, для нагрева газифицируемого материала и газифицирующих средств до температуры газификации (900-12000C), получают за счет сжигания в кислороде части газифицируемого топлива до диоксида углерода. В автотермических процессах сжигание части топлива и газификация протекают совместно в едином газогенераторном объеме.

В аллотермических процессах газификации сжигание и газификация разделены и тепло для прохождения процесса газификации подводится через теплопередающую стенку внутри единого газогенераторного объема или при помощи автономно нагретого теплоносителя, который вводится в газифицируемую среду.

Как автотермические, так и аллотермические процессы газификации в зависимости от зернистости топлива могут протекать в плотном слое - крупнокусковое топливо, в «кипящем» слое - мелкокусковое топливо, в аэрозольном потоке - топливная пыль.

1.2История газификации углей

Первый патент на способ газификации угля был выдан в 1788 г. Роберту Гарднеру. А в 1792 г. инженер Вильям Мэрдок, работавший у знаменитого изобретателя парового двигателя Джеймса Уатта, изготовил первый газификатор и начал использовать угольный газ для освещения.

В 1807 г. в Лондоне, а в 1815 г. в Балтиморе (США) на улицах зажглись первые газовые фонари. Уже через 10-20 лет многие крупные города Европы и Америки имели газовое освещение. Но наивысшего расцвета технология газификации достигла к середине XX века.

Однако уже в 1960-е годы природный газ и нефть существенно потеснили уголь, и углегазовая промышленность была разрушена в считанные годы. Отрезвление от наступившей эйфории пришло во время первого нефтяного кризиса начала 1970-х годов. Тогда с целью укрепления энергетической независимости в США была принята программа с многомиллиардным бюджетом по развитию нового поколения угольных технологий. За ними последовали и многие другие страны.[3]

1.3 Классификация газогенераторов.

Газогенератор с «кипящим» слоем топлива. Газификацию твердого мелкозернистого топлива в «кипящем» слое (газогенератор типа Винклера) начали исследовать с 1922г (рис.1). В этом процессе используют молодые высокореакционные бурые угли (размер частиц - до 9 мм).

Газогенератор представляет собой вертикальный цилиндрический (шахтный) аппарат, футерованный изнутри огнеупорным кирпичом. Газогенератор рассматриваемого типа работает при атмосферном давлении. Дробленый и подсушенный уголь из бункера 1 шнеком 4 подают на распределительную решетку 6. С помощью первичного паровоздушного дутья, подаваемого под решетку, топливо переводится в псевдоожиженное состояние и газифицируется в шахте 2. Вторичное дутье через фурмы 3 вводят непосредственно в псевдоожиженный слой, чтобы повысить степень использования углерода топлива и газифицировать смолистые вещества, выделяющиеся в нижних слоях реакционной зоны.

Рис.1 Газогенератор типа Винклера

Твердый остаток – зола - удаляется в сухом виде, поэтому температуру в  аппарате поддерживают не выше 1100°С (ниже температуры плавления золы).

Часть золы (~70%) уносится из аппарата газовым потоком и затем выделяется в выносном циклоне, а оставшееся количество через отверстия распределительной решетки 6 ссыпается в нижнюю часть газогенератора, откуда шнеком 7 транспортируется в бункер 9. Для ускорения эвакуации частиц золы с поверхности решетки служит водоохлаждаемый вращающийся скребок 5, работающий от привода 8.

Чтобы повысить температуру в газогенераторном процессе и избежать расплавления золы топлива, в уголь, поступающий в газогенератор, добавляют кальцинированную (обожженную) известь. 

Газогенератор с аэрозольным потоком топлива. Газификация в аэрозольном потоке топлива (газогенератор типа Копперса - Тотцека) разрабатывается с 1938г. Газогенераторы подобного типа - это первая попытка создать универсальный газогенераторный процесс для газификации твердого топлива любого типа, от молодых бурых углей до каменных углей и антрацитовой пыли. В таком газогенераторе можно газифицировать также тяжелые нефтяные остатки - нефтяной кокс. Подготовка угля к процессу заключается в его измельчении до пылевидного состояния (размер частиц - до 0,1 мм) и сушке (до 8% влажности).

Схема газогенератора этого типа приведена на рис. 2. Из бункеров 1 подсушенное пылевидное топливо шнеками 2 подают через специальные форсунки 3 («горелочные головки») в горизонтальную реакционную камеру 4. В ней находятся две (а в последних конструкциях газогенераторов Koppers — Totzek — четыре) форсунки, расположенные друг против друга. В форсунках топливо смешивается с кислородом и водяным паром, причем подача последнего организована таким образом, что он обволакивает снаружи пылеугольный (точнее, угольно-кислородный) факел, тем самым предохраняя футеровку реакционной камеры от шлакования, эрозии и действия высоких температур. Особенность рассматриваемого процесса заключается в том, что зола в жидком виде выводится из нижней части реакционной камеры, охлаждается и удаляется в виде гранулированного шлака.

Рис. 2 Газогенератор Koppers – Totzek: 1-бункеры, 2- шнеки, 3-горелочные головки, 4-реакционная камера, 5-камера охлаждения и гранулирования шлака, 6-газослив.

1.4 Современное состояние процесса газификации

Газификация угля широко применялась в промышленности вплоть до 50-х годов прошлого столетия. Только в СССР эксплуатировалось свыше 350 газогенераторных станций, на которых было установлено около 2500 газогенераторов, работающих на разных видах твердого топлива. Затем газификация утратила свое значение вследствие бурного развития нефтяной и газовой промышленности и в настоящее время оказалась малопригодной в связи с низкой эффективностью и неэкономичностью. Существующие старые технологии газификации не удовлетворяют современным требованиям и не являются перспективными для широкого внедрения.[4]

Интерес к газификации угля периодически возрастает в связи с экономическими кризисами.

Безусловно, прогресс не стоит на месте. Поэтому современные процессы газификации угля существенно отличаются от уровня 50-60 гг. XX века и по технологическим, и по экологическим показателям. И если тогда были известны 3-5 основных способов газификации с несколькими вариациями для каждого, то в настоящее время счет идет на десятки Однако можно сформулировать одну общую закономерность. Наибольшей экономической эффективностью и гибкостью обладают технологии газификации с комбинированным производством нескольких продуктов. Поэтому сегодня, наряду с уже устоявшимся термином «коге-нерация», все чаще применяется «тригенерация» и даже «квадрогенерация». И это является отражением современной тенденции в области газификации угля..

Характерным примером из новой истории газификации угля может служить изобретение российских специалистов.  В центре Сибири находится Канско-Ачинский бассейн с необозримыми запасами дешевого бурого угля. В начале 1990-х гг. в институте КАТЭКНИИуголь, который занимался проблемой переработки этого угля, был разработан новый процесс газификации. Он относится к классу слоевых автотермических технологий. При определенных технологических параметрах в слое угля с так называемым обратным дутьем формируется фронт неполной конверсии угля, движущийся навстречу воздушному потоку. Процесс был воспроизведен на экспериментальной установке.

Как оказалось, он обладает целым рядом преимуществ по сравнению с классической технологией. Прежде всего, производимый газ абсолютно не содержит конденсируемых продуктов пиролиза угля, потому что они сгорают в потоке воздуха сразу же после выхода из угля, а продукты сгорания вступают в реагирование с раскаленным коксом и превращаются в газ, который (кроме азота, поступающего с воздухом) состоит в основном из водорода и оксида углерода (Н2+СО). Отмывка газа от смол в классической технологии и последующая их утилизация - одна из главнейших проблем слоевой газификации. В том числе она связана с громоздкими сооружениями для переработки больших объемов воды, загрязненной фенолами и канцерогенными органическими соединениями. Характерным признаком такой технологии является специфический запах летучих веществ, которые пронизывают весь завод. Они депрессивно воздействуют на окружающую экосистему (вода, воздух, растительность) и, конечно, в первую очередь, на здоровье персонала. В новой технологии эта проблема полностью устранена - в производимом газе нет даже следов угольных смол. И это радикально удешевляет промышленное производство.

Новый процесс газификации (процесс «Термококс») использует только два исходных компонента - уголь и воздух и имеет только два конечных продукта - газ и активированный кокс. И ни одного побочного продукта. Энергия исходного угля распределяется между продуктами примерно поровну, а потери тепла в окружающую среду не превышают 4-5%. Это означает, что термический КПД процесса около 95%.

  1.  Расчет процесса газификации, теплового и материального балансов процесса
  2.  Характеристика топлива

Для газификации используется  бурый уголь.

а) На горючую массу (в % вес.).

Таблица 1 – Элементный анализ

Компоненты

Сdaf

Hdaf

Odaf

Ndaf

Sdaf

Содержание, %

74,1

5,8

17

1,8

1,3

Высшая теплота сгорания горючей массы:

Qdafв = 81Сdaf + 300Нdaf - 26Оdaf + 26Sdaf;                                                                 (1)

Qdafв = 4,19(81 · 74,1+ 300 · 5,8- 26 · 17+ 26 · 1,3) = 30729 кДж/кг.

Низшая теплота сгорания горючей массы:

Qdafн = Qdafв - 54 Нdaf;                                                                                                (2)

Qdafн =29416,7 кДж/кг.

зольность сухой массы Аd = 20 %.

влажность рабочего топлива W = 21 %.

б) На рабочее топливо (в % вес.).

Рассчитаем содержание золы в 100 кг рабочего топлива:

;                                                                                                   (3)

= 15 ,8%.

Определим коэффициент для пересчета горючей на рабочую массу:

;                                                                                              (4)

= 0,632.

Произведем пересчет состава горючей массы на рабочую:

Cr = 74,1· 0,632 = 46,8%;

Нr = 5,8 · 0,632= 3,67 %;

Nr = 1,8 · 0,632 = 1,1 %;

Оr = 17· 0,632 = 10,7%;

Sr = 1,3 · 0,632 = 0,82 %.

Внесем полученные данные в таблицу 2.

Таблица 2 – Технический анализ

Компоненты

Cr

Hr

Or

Nr

Sd

Ad

Wr

Содержание, %

46,8

3,67

10,7

1,10

0,82

15,80

21,00

Низшая теплота сгорания рабочего топлива:

Qrн = 81Сr + 246Нr -26Оr + 26 Sd - 6 Wr;                                                                 (5)

Qrн = 4422,43 кДж/кг.

в) Состав топлива (моль), участвующего в генераторном процессе ( с учетом   2 % потерь).

Таблица 3 – Состав топлива

Компоненты

C

H

O

N

S

W

Количество, моль/кг

3,822

1,7983

0,3234

0,0392

0,0294

1,1466

  1.  Расчет продуктов пиролиза.

1) Водяные пары (Н2О).

В продукты сухой перегонки, помимо гигроскопической влаги, переходит в среднем 50 % кислорода и эквивалентное ему количество водорода топлива.

g (H2O) = W + O = 1,1466+0,3234 = 1,47 кг/моль.

2) Диоксид углерода (CO2).

В газ сухой перегонки в виде двуокиси углерода в зависимости от рода топлива переходит следующее количество кислорода топлива.

g кг/моль.

3) Метан (CH4).

Из содержащегося в угле водорода переходит в метан 30 %  

g кг/моль.

4)Этилен (C2H4).

В этилен переходит 3 - 5 % водорода угля (принимаем 3 %).

 g кг/моль.

  5) Смола.

Для определения выхода смолы Н.Н. Доброхотов предлагает правило: "В смолу переходит по весу столько углерода, сколько в топливе находится по весу водорода".

Определение выхода смолы:

В смолу переходит  (с учетом уноса 2 %) 3,41 кг углерода.

Состав смолы: 78,8 % C; 7,8 % H; 12,1 % O; 1,4 % N; Qв = 34987 кДж/кг.

Таблица 4 – Элементный анализ смолы

Компоненты смолы

Масса, кг

Количество вещества,

кг/моль 102

C

3,5966

29,97

H

0,356

17,8

O

0,552

1,725

N

0,064

0,229

Итого

4,5686

49,724

 (6)

  где Xi – содержание i - го компонента в смоле, кг;

xi– процентное содержание i - го компонента в смоле, %.

Произведем расчет для каждого компонента смолы:

кг.

кг.

кг.

6) Азот (N2).

При обычных расчетах можно пренебречь выходом аммиака и принять, что N2 переходит в газ в виде газообразного азота за вычетом азота, содержащегося в смоле.

G(N2) = 0,038 · 0,984 = 0,037 кг/ моль.

7) Сера (S).

В среднем 80 % серы превращается в газ в виде сероводорода (H2S) и 20 % остается в шлаке.

G(H2S) = кг/моль.

8) Водород (H2).

На все предыдущие реакции израсходовано водорода:

G1(H2) = 0,3234 + 0,53949 + 0,02352 + 0,035966 +  0,356 = 1,2784 кг/ моль.

Остальной водород выделится в виде газообразного водорода:

G2(H2) =1,7983 - 1,2784 = 0,5199 кг/ моль.      

9) Окись углерода (CO).

Остаточный кислород топлива за вычетом кислорода, пошедшего на образование пирогенной влаги, диоксида углерода и смолы, переходит в газ в виде окиси углерода.

На все предыдущие реакции израсходовано кислорода 0,281 кг/ моль.

Оставшееся количество кислорода:

G1(O2) = 0,3234 – 0,281 = 0,042 кг/ моль.

Оставшийся кислород пойдет на образование окиси углерода:

G2(CO) = 0,281 · 2 = 0,562 кг/моль.

10) Углерод (С).

На все предыдущие реакции израсходовано углерода G1(C) =  0,64 кг/моль.

В реакционную зону перейдет углерода:

G2(C) = 3,822 – 0,64= 3,192 кг/моль.

Таким образом, в результате пиролиза будем иметь следующие продукты, представленные в таблице 5.

Таблица 5 – Продукты пиролиза

Компоненты газа

Количество газа, кг/моль

102

Количество газа, кг

Содержание в газе, %

сухом

влажном

CO2

6,47

2,85

2,55

1,61

CO

56,2

15,74

22,12

14,01

CH4

53,95

8,63

21,23

13,45

C2H4

3,59

1,01

1,41

0,89

H2

127,84

2,56

50,31

31,87

H2S

2,35

0,79

0,92

0,56

N2

3,7

1,04

1,46

0,92

H2O

147

26,46

-

36,65

Итого

401,1

59,08

100

100

  1.  Материальный баланс пиролиза    

 Процесс пиролиза проходит без доступа паровоздушной смеси, поэтому продуктами пиролиза являются: пиролизные газы, балласт – зола, смола и коксовый остаток.

Таблица 6Материальный баланс пиролиза    

Приход

Расход

Наименование статей

кг

%

Наименование статей

кг

%

 1. Уголь

    в т.ч. золы

1000,0

158,0

100

 1. Продукты пиролиза

590,8

59,08

 2. Зола

158,0

15,80

 3. Смола

45,7

4,57

 4. Коксовый остаток

205,5

20,55

Итого

1000,0

100

Итого

1000,0

100

  1.  Расчет процесса газификации

Некоторая часть углерода, поступившего в зону газификации, остается в шлаке.

Содержание углерода в шлаке принимаем 10 % от веса шлака. В шлак, кроме углерода, переходят зола, и 20 % серы топлива.

Сш = (Ar+ 0,2S) ,                                                                            (7)

где Сш – содержание углерода в шлаке, кг.

Сш = (15,8 + 0,2 · 0,82) · = 1,774 кг.

3.2. Выход шлака:

Vш = (Ar + 0,2S) + Сш                                                                                                (8)

Vш = (15,8 + 0,2 · 0,82) + 1,774= 17,738 кг.

Принимаем, что на 100 кг топлива вводится 20 кг пара (νп = 1,11 моль).

Составим пять уравнений для расчета состава газа по основному генераторному процессу:

1)СО+ СО2 = 3,192;

2)Н2 + Н2О = 1,11;

3);

4)2 СО2 + СО = ;

5)Пятое уравнение составляем на основе уравнения теплового баланса всего генераторного процесса, задаваясь температурой газа при выходе из генератора в 250 °С.

4. Приход тепла

4.1. Теплота сгорания топлива.

Q = 4,19(81C + 300H - 26O + 26S) = 19241,6532кДж/кг.

На 100 кг топлива имеем:

Q1 = 19241,6532 · 100 =1924165,32кДж.

Физическое тепло с углем:

Q2 = сyt m,                                                                                                                 (9)

где су – теплоемкость угля, сy = 0,2;

t – температура угля, t = 15 o .

Q2 = 4,19 ·  (0,2 · 15 · 100) = 1257 кДж.

4.2. Теплосодержание пара паровоздушного дутья:

Q3 = Wpcп,                                                                                                               (10)

где сп – теплосодержание насыщенного пара, сп = 622 ккал/кг.

Q3 = 4,19 · (21 · 622) = 54729,78кДж.

4.3. Теплосодержание подаваемого в генератор воздуха:

Q4 = свt v,                                                                                                                  (11)

где св – теплоемкость воздуха, св = 0,312 ккал/м3;

v – расход воздуха на дутье, v = 133 м3.

    Q4 = 4,19 · (0,312 · 15 · 133) = 2608кДж.

Общий приход тепла в генератор:

Qпр = 1924165,32+1257+54729,78+ 2608= 1982760,1кДж.

5.Расход тепла

5.1. Теплота сгорания газов:

Qi´ = qii,                                                                                                                 (12)

где qi – теплота сгорания i - го газа;

    i  количество вещества i - го газа, кг-моль.

= 4,19 · (213000 · 0,5395) = 481487,6 кДж.

= 4,19 · (341500 · 0,0359) = 51368,8 кДж.

= 4,19 · (68350 · 1,2784) = 366116,5 кДж.

QСО = 4,19 · (67700 · 0,562) = 159418,6кДж.

= 4,19 · (123920 · 0,0235) = 12201,8 кДж.

Q1´ = 1070593,3 кДж.

5.2. Теплота сгорания смолы:

Q = 4,19 (81C + 300H - 26O).                                                                                (13)

Q = 4,19 · (81 · 78,8 + 300 · 7,8 – 26 · 12,1) = 35230 кДж/кг.

Q2´ = 4,19 · (4,5686 · 8408,2) = 160953,4кДж/кг.

5.3. Теплосодержание смолы:

Q3´ = ( Q0 ссм t )mcм,                                                                                                (14)

где ссм – теплосодержание смолы, ссм = 0,5 ккал/кг;

Q0 – скрытая теплота испарения, Q0 = 80 ккал/кг.

Q3´ = 4,19 · (80 + 0,5· 250) · 4,5686 = 3924,2 кДж.

5.4. Теплота сгорания  углерода шлака:

Q4´ = Сш Qс,                                                                                                             (15)

где Сш – содержание углерода в шлаке, кг;

    Qс – теплота сгорания углерода,  кДж.

Q4´ = 4,19 · (1,774 · 7800) = 57977,9 кДж.

5.5. Физическое тепло шлака:

Q5´ = t cш mc,                                                                                                            (16)

где t – температура шлака, t = 300 o;

    cш  теплосодержание шлака, сш = 0,2 ккал/кг;

    mш – масса шлака.

Q5´ = 4,19 · (0,2 · 300 · 17,738) = 4459,3 кДж.

5.6. Расход тепла на потери в окружающую среду и получение пара в рубашке принимаем равным 5 % от теплотворной способности топлива:

Q6´ = 0,05Q1.                                                                                                            (17)

Q6´ = 4,19 (0,05 ·1924165,32)= 403112,6 кДж.

5.7. Теплосодержание продуктов пиролиза:

Q7´ =22,4cii t,                                                                                                        (18)

где ci – теплоемкость i - го газа;

t – температура газов.

= 4,19 · (0,0647 · 22,4 · 250 · 0,426) = 646,7кДж.

= 4,19 · (0,5395· 22,4 · 250 · 0,414) = 5240,8 кДж.

= 4,19 · (0,0359· 22,4 · 250 · 0,518) = 436,3кДж.

= 4,19 · (0,562· 22,4 · 250 · 0,313) = 4127,5 кДж.

= 4,19 · (1,2784·22,4 · 250· 0,31) = 9298,9 кДж.

= 4,19 · (0,0235·22,4 · 250· 0,393) = 216,7 кДж.

= 4,19 · (595 + 0,48 · 250) ·26,46 = 79270,2 кДж.

Qг´ = 99237,1кДж.

5.8. Химическое тепло уноса пыли:

Q 8´ = my Qрв.                                                                                                           (19)

Q 8´ = 4,19 · (2 · 4558,8) = 38203 кДж.

5.9. Физическое тепло уноса:

Q9´ = ty cy ' my,                                                                                                          (20)

где ty – температура пыли, ty = 200o;

     cy' – теплосодержание пыли, cy' = 0,23 ккал/кг oC.

Q9´ = 4,19 · (200 · 2 · 0,23) = 386 кДж.

Расход тепла:

Qр´ =  1070593,3 + 160953,4 + 3924,2 + 57977,3 + 4459,3 + 403112,6 + 99237,1 +

+38203 = 1838460,2кДж

Разность между приходом и расходом тепла, составляющая теплоту сгорания  и теплосодержание продуктов основного генераторного процесса, равна:

1982760,1 – 1838460,2 = 144299,9 кДж

Теплота сгорания  продуктов основного генераторного процесса:

4,19 · (67700CO + 68350H2).

Теплосодержание при 250°С:

СО2 · 4,19 · 22,4 · 250 · 0,426  = 9996 СО2.

(СО + N2) 22,4 · 4,19 · 250 · 0,313 = 7341 (СО + N2).

H2 · 22,4 ·  4,19 · 250 · 0,31 = 7274 H2.

Н2О · 22,4 · 4,19 · 250 · 0,362 = 8493 Н2О.

Скрытая теплота испарения Н2О - (10550 · 4,19) Н2О.

Отсюда составим пятое уравнение:

4,19 · (67700CO + 68350H2) + 9996СО2 + 7341СО + 7341N2 + 7274H2  +

+ 8493Н2О = 144299,9

Cоставим систему из пяти уравнений:

1) СО+ СО2 = 3,192;

2) Н2 + Н2О = 1,11;

3) ;      

4) 2 СО2 + СО = ;

5) 4,19 · (67700CO + 68350H2) + 9996СО2 + 7341СО + 7341N2 + 7274H2 +

   + 8493Н2О = 572233,9.

Решим данные уравнения в Mathcad

Н2О = 0,833

Н2 = 0,267

N2 = 7,5

СО2 = 1,63

СО = 1,56

6. Расчет состава газа из 100 кг бурого угля

Таблица 7 – Состав генераторного газа

Компоненты газа

Количество газа, кг/моль

Состав генераторного газа, % об.

газ пиролиза,

102

газ из зоны газификации,

102

   конечный генераторный газ, 102

сухого

влажного

CO2

6,47

163

169,47

12,6

10,7

CO

56,20

156

212,2

15,7

13,4

CH4

53,95

-

53,95

3,9

3,4

C2H4

3,59

-

3,59

0,3

0,2

H2

127,84

26,7

154,54

11,5

9,8

H2S

2,35

-

2,35

0,2

0,1

N2

3,70

750

753,7

55,8

47,8

H2O

147

83,3

230,3

-

14,6

Итого

401,1

1179

1580,1

100

100

6.1.Выход влажного газа:

Vв.г. = 22,4 Vг,                                                                                                         (21)

где Vг – выход конечного генераторного газа, кг/моль.

Vв.г = 15,801·  22,4 = 353,9 м3.

6.2.Определим выход сухого газа:

Vc.г. = (Vг – Н2Ог ) · 22,4,                                                                                        (22)

где Н2Ог – содержание влаги в газе, кг/моль.

Vc = (15,801  - 2,303) · 22,4 = 302,4 м3.

6.3. Расход воздуха:

,                                                                                               (23)

где – содержание азота в газе, %;

Vc– выход сухого газа, м3/кг.

 м3.

 mв =  · Vв,                                                                                                             (24)

где   плотность воздуха,  = 1,29 кг/м3; mв=117,43· 1,29=151,5

6.4. Влажность газа:

.                                                                                                            (25)

кг/м3.

6.5.Количество водяного пара:

Gв.п. = f Vc.                                                                                                             (26)

Gв.п. = 302,4 · 0,169 = 41,3 кг.

6.6. Теплоту сгорания сухого газа находим как сумму теплот сгорания отдельных горючих компонентов газа (CO, CH4, C2H4, H2, H2S).

Таблица 8 – Материальный баланс (на 1000 кг угля)

Приход

Расход

Наименование

статей

Масса,

кг

Содержа

ние, %

Наименование

статей

Масса,

кг

Содержа

ние, %

1. Уголь

   в т.ч. зола

1000,0

158,0

36,832

1.Генераторный

   газ

1982,9

73,03

2.Водяной пар

200,0

7,366

2. Водяной пар

413,0

15,21

3. Воздух

151,5,0

55,80

3. Смола

45,7

1,68

4. Шлак

177,38

6,53

5. Унос

20,0

0,74

6. Невязка

76,02

2,8

Итого

2715,0

100

Итого

2715,0

100

Таблица 9 – Тепловой баланс (на 1000 кг угля)

Приход

Расход

Наименование статей

МДж

Содержа

ние, %

Наименование

статей

МДж

Содержа

ние, %

1. Уголь

в т.ч. зола

1924,2

97,11

1. Генераторный

   газ

1152,364

58,15

2. Водяной пар

54,73

2,76

2. Водяной пар

125,63

6,34

 3. Воздух

2,61

0,2

3 .Смола

160,95

8,12

4. Шлак

61,90

3,12

5. Унос

38,59

1,95

6. Потери в окружающую среду

403,1

20,34

7. Невязка

39,036

1,97

Итого

1981,54

100

Итого

1981,54

100

Расчет основных параметров газогенератора

Кол-во угля, сгорающего в сутки на 1 м2 колосниковой решетке:

 Gv = ,                                                                                                                   (27)

где q - напряженность горения торфа, q = 550 кг/(м2 ·час).

Gv = 24 · 550 = 13200 кг.

Производительность газогенератора, Gm = 50 т/сутки.

= 8333кг/час.

Время пребывания топлива в газогенераторе:

 ,                 (28)

где - объем, занимаемый топливом в газогенераторе, м3;

       - насыпной вес топлива, 800 кг/м3;

      B - часовой расход топлива в генераторе.

= 5,4 ч.

Объем, занимаемый топливом в газогенераторе:

Vт = H1S,                                                                                                                    (29)

где H1 - высота слоя топлива, м;

     S - площадь газогенератора, м2.

Площадь газогенератора определяется по следующей формуле:

.    (30)

Подставим численные значения:

м2.

Диаметр газогенератора:

.      (31)

= 4,4 м.

На основании опытов установлено, что оптимальная высота слоя топлива при газификации должна быть на 300 см ниже выходного патрубка Н1 = 4 м.

Высота газогенератора:

H = ,                                                                                                                  (32)

где - скорость подачи угля, = 1 мм/сек.

Подставим численные значения:

H = 19,4 м.

Так как используется центральная фрезерная решетка, то производительность по шлакоудалению (т.е. за один оборот чаши) составляет 0,5 т. Продолжительность одного оборота чаши 55 мин.

Производительность газогенератора по шлакоудалению Gш = 0,52 т/час.

Расчет материального и теплового балансов установки

Материальный баланс установки ( производительность установки Gm = 8,3 т/ч) представлен в таблице 11.

Таблица 1- Материальный баланс установки

Приход

Расход

Наименование статей

кг/ч

%

     Наименование

статей

кг/ч

%

1. Уголь

   в т.ч. зола

8300,0

1311,4

36,83

1. Генераторный газ

16458,07

73,03

2. Водяной пар

1660

7,37

2. Водяной пар

3427,9

15,21

3. Воздух

12574,5

55,8

3. Смола

19,94

0,85

4. Шлак

1472,254

6,53

5. Унос

166

0,74

6. Невязка

818,336

3,63

Итого

22534,5

100

Итого

22534,5

100

Таблица 12 – Тепловой баланс установки

Приход

Расход

Наименование статей

кВт

Содержа

ние, %

Наименование статей

кВт

Содержа

ние, %

1. Уголь

   в т.ч. зола

4436,35

97,11

1. Генераторный     газ

2656,84

58,15

2. Водяной пар

126,183

2,76

2. Водяной пар

289,58

6,34

3. Воздух

6,0175

0,13

3. Смола

371,08

8,12

4. Шлак

142,71

3,14

5. Унос

88,17

1,95

6. Потери тепла в окружающую среду

929,37

20,34

7. Невязка

89,99

1,97

Итого

4568,55

100

Итого

4568,55

100

Выводы

В данной работе были рассмотрены теоретические аспекты процесса газификации твердого топлива и классификация газогенераторов по различным параметрам.

В ходе работы проведен расчет процесса газификации бурого угля и составлены материальный и тепловой балансы данного процесса.

Также по указанным данным рассчитаны основные параметры газогенератора и исходя из них составлены материальный и тепловой балансы установки.

Литература

1. http://do.gendocs.ru/docs/index-149507.html

2. Химическая технология твердых горючих ископаемых /Под ред. Г. Н. Макарова, Г. Д. Харлампович. М.: Химия,1986.

3. Раимжанов Б.Р., Салтыков И.М., Якубов С.И. Подземная газификация угля: исторические сведения и проблемы // Горный вестник Узбекистана. 2008.

4.http://www.ukrrudprom.ua/Gazifikatsiya_burogo_uglya__istochnik_energoobespecheniya.html

5. Дешалит Г.И. Расчет процессов газификации, Харьков, 1959г. – 167с.

6. Альтшулер В.С. Современное  состояние и развитие технологии газификации твердого топлива // Химическая технология. – 1985.- №1.- с.309-314.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

857. Оптимизация, трансформации сельскохозяйственных угодий в СПК Восток 173.5 KB
  Математическое моделирование в сельском хозяйстве и землеустройстве. Переменные величины, ограничения, целевая функция, структурная запись модели. Разработка экономико-математической модели.
858. Внешняя политика США в 1953-1975 годах 198 KB
  Основные черты внешнеполитической стратегии США 1953–1975 годах. Крупнейшие внешнеполитические инциденты 1953–1975 годах. Внешняя политика США в 1953-1975 годах.
859. Основы организации бизнеса 162.5 KB
  Развитие в России всех видов собственности и видов деятельности, современных предприятий и представительств зарубежных стран. Формы собственности и организация управления. Адаптация к рынку. Тенденции организационных изменений при переходе к рынку. Программы государственной поддержки малого бизнеса.
860. Интеграция организаций и ее сфера. Понятие венчурных фондов и организаций 176.5 KB
  Разновидности трестов. Финансово-промышленные группы. Их классификация. Формы финансово-промышленных групп. Преимущества их пред другими субъектами рынка. Направления деятельности ФПГ. Понятие венчурных фондов и организаций. Транснациональные кампании. Их типы и основные характеристики. Международные совместные предприятия.
861. Основы профессиональных информационных технологий 158 KB
  Рассмотреть основные понятия, термины и определения информатики и информационных технологий. Информация и ее свойства. Информационные технологии в профессиональной деятельности. Цель и задачи изучения учебного курса Информатика и информационные технологии в профессиональной деятельности.
862. Детские церебральные параличи 164 KB
  Заболевание центральной нервной системы. Глубокая недоношенность и гидроцефалия. Травматическое повреждение головного и спинного мозга. Атонически-астатическая форма. Реабилитационные мероприятия при ДЦП. Клинико-педагогическая характеристика речевых нарушений при ДЦП.
863. Самоорганизация в живой и неживой природе 136.5 KB
  Порядок и беспорядок в природе. Особенности эволюционных процессов. Синергетический подход в естествознании. Общие свойства систем, способных к самоорганизации. Качественное описание процесса самоорганизации. Синергетика и самоорганизация.
864. Виды производства молока 33.5 KB
  Промышленность выпускает большой разнообразный ассортимент молочных продуктов. Блочное молоко долго хранится и применяется для изготовления шоколада и шоколадных конфет.
865. Полномочия Верховной Рады Украины 37 KB
  Назначение очередных и внеочередных выборов в органов местного самоуправления. Предоставление согласия на назначение Президентом Украины на должность Генерального прокурора Украины; высказывание недоверия Генеральному прокурору Украины, которая имеет следствием его отставку из должности.